DEFINICIONES Y NORMAS DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS

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1 REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo DEFINICIONES Y NORMAS DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS DIRECCIÓN GENERAL DE EXPLORACIÓN, RESERVA Y TIERRA NOVIEMBRE, 2005

2 ÍNDICE pág. Introducción Definiciones y Clasificaciones de las Reservas de Hidrocarburos Reservas de Hidrocarburos Clasificación de las Reservas de Hidrocarburos Clasificación de las Reservas de acuerdo a la Certidumbre de Ocurrencia... 5 Reservas Probadas Clasificación de las Reservas Probadas según las Facilidades de Producción Reservas Probables Reservas Posibles Clasificación de las Reservas de acuerdo al Método de Recuperación Recursos por Descubrir Métodos para el Cálculo de Reservas Métodos Determinísticos Método Volumétrico Cálculo por Curvas de Comportamiento de Producción Cálculo por Balance de Materiales Cálculo por Simulación Numérica Normas para el Sometimiento de Cambios de Reservas Documento de Solicitud Contribuciones de Reservas Probadas Hoja de Datos Básicos Historia de Cambios De Reservas Comentarios Técnicos Sometimiento de Cambios de Reservas por Descubrimiento Sometimiento de Cambios de Reservas por Extensión Sometimiento de Cambios de Reservas por Revisión Mapas de Reservas Especificaciones para la elaboración de Mapas Isópacos y Estructurales

3 Representaciones Gráficas Adicionales Análisis PVT y diagrama de Fases (Condensado) Fechas de Sometimiento de Cambios de Reservas Jurisdicciones de las Inspecciones Técnicas de Hidrocarburos Informe Anual de Reservas Informes y Cuadros Oficiales Anuales de Reservas. Normas, Símbolos y Términos para Llenarlos Categoría A - Petróleo Crudo y Condensado (Cuadros IIIA) Nombre de los Cuadros Oficiales Anuales Reservas de Petróleo y Condensado Categoría B - Líquidos Del Gas Natural - LGN (Cuadros III B) Nombre de los Cuadros Oficiales Anuales Reservas de Líquidos del Gas Natural Categorías C y D - Gas Natural Asociado y Gas No Asociado (Cuadros IIIC y IIID) Nombre de los Cuadros Oficiales Anuales Reservas de Gas Asociado.. 35 Nombre de los Cuadros Oficiales Anuales Reservas de Gas No Asociado. 36 Cuadros de Resumen de Reservas de Gas (Cuadros IIIE) Anexo No. 1. Tablas de Datos Básicos Anexo No. 2. Simbología Oficial Anexo No. 3. Tablas del Informe Anual de Reservas Glosario

4 INTRODUCCIÓN El Ministerio de es el órgano del Ejecutivo Nacional que establece las normas que deben ser acatadas por las empresas operadoras en el sector de los hidrocarburos. Estas normas incluyen no sólo los procedimientos específicos para el cálculo de Reservas, sino también aquellos necesarios para el debido control de la información requerida por el Estado y son de estricto cumplimiento, tanto en su contenido como en su forma. El Ministerio de Energía y Petróleo ha puesto un interés especial para que las normas y definiciones incluidas en este Manual sean las mismas que se utilizan en el ámbito mundial, de manera que los valores declarados de las Reservas de Hidrocarburos en diferentes países que utilizan normas similares sean comparables con los de Venezuela. Este Manual presenta las definiciones, su clasificación, métodos de cálculo, las normas para el sometimiento de Cambios de Reservas, así como una descripción de los requisitos mínimos que deben contener la solicitudes para dichos cambios. Los Recursos de Hidrocarburos son los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural, líquidos del gas natural y sustancias asociadas, Identificados o Por Descubrir, que se estima pueden existir en el subsuelo. Los Recursos por Descubrir se clasifican en Hipotéticos y Especulativos y los Recursos Identificados se denominan RESERVAS DE HIDROCARBUROS, las cuales se clasifican en RESERVAS PROBADAS, RESERVAS PROBABLES Y RESERVAS POSIBLES y se diferencian fundamentalmente en la certidumbre de ocurrencia aportada por la información geológica y de ingeniería disponible y bajo condiciones operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales específicas. La información requerida por el Ministerio de sobre estas Reservas será presentada a nivel de área, jurisdicción, campo y yacimiento. Las empresas operadoras deberán tomar todas las precauciones para que esta información sea manejada en forma estrictamente confidencial. Los Recursos por Descubrir son parte del entorno de la actividad exploratoria. Estos recursos, que se describen en el presente Manual con propósitos de referencia, son volúmenes estimados, asociados o no a acumulaciones conocidas, cuya existencia se presume basado en la información de geología de superficie, sensores remotos, gravimetría, sísmica y otros. Este Manual, donde se presentan las definiciones y normas para la estimación de las Reservas y los Recursos por Descubrir de Hidrocarburos, fue elaborado por la anterior Dirección General de Exploración y Producción de Hidrocarburos y publicado en Octubre de Ahora se presenta esta versión revisada y actualizada por la Dirección General de Exploración, Reserva y Tierra, con el propósito de que las empresas que ejerzan actividades sobre estos recursos puedan cumplir con los requisitos que exige el Ministerio de. 4

5 DEFINICIONES Y CLASIFICACIONES DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS La Dirección General de Exploración, Reserva y Tierra del Ministerio de es la responsable de la verificación y aprobación de todo lo relacionado con las Reservas de Hidrocarburos, por lo que ha elaborado este Manual con la finalidad de establecer las Definiciones y Normas que deben ser cumplidas por las empresas operadoras al momento de someter los cambios ante el Ministerio de. RESERVAS DE HIDROCARBUROS Las Reservas de Hidrocarburos son los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos del gas natural que se pueden recuperar comercialmente de acumulaciones conocidas, desde una fecha determinada en adelante. CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS Según la Certidumbre de Ocurrencia, las Facilidades de Producción o el Método de Recuperación, las reservas se clasifican según se muestra en la Tabla No. 1. TABLA NO. 1. CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS. CRITERIO Certidumbre de Ocurrencia Facilidades de Producción Método de Recuperación CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS Probadas Probables Posibles Probadas Desarrolladas Probadas No Desarrolladas Primarias Suplementarias I. CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS DE ACUERDO A LA CERTIDUMBRE DE OCURRENCIA Según la certidumbre de ocurrencia, las reservas se clasifican en RESERVAS PROBADAS, RESERVAS PROBABLES y RESERVAS POSIBLES. 1. RESERVAS PROBADAS Las Reservas Probadas son los volúmenes de hidrocarburos estimados con razonable certeza y recuperables de yacimientos conocidos, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería disponible y bajo condiciones operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales prevalecientes. El término "razonable certeza" indica un alto grado de confianza de que las cantidades estimadas serán recuperadas. 5

6 En este contexto son reservas probadas, los casos que se enumeran y describen a continuación: Caso 1 Los volúmenes producibles de yacimientos con producción comercial, o donde se hayan realizado con éxito pruebas de producción o de formación (Fig. 1). FIG. 1. EJEMPLO DEL CASO 1 DE RESERVAS PROBADAS. Caso 2 Los volúmenes producibles del área de un yacimiento que ha sido delimitado por la información estructural, estratigráfica, de contactos de fluidos de los pozos perforados en ellas o por límites arbitrarios razonables (Fig. 2). FIG. 2. EJEMPLO DEL CASO 2 DE RESERVAS PROBADAS. Caso 3 Los volúmenes producibles de las áreas aún no perforadas, situadas entre yacimientos conocidos, en donde las condiciones geológicas y de ingeniería indiquen continuidad (Fig. 3). 6

7 FIG. 3. EJEMPLO DEL CASO 3 DE RESERVAS PROBADAS. Caso 4 Los volúmenes adicionales producibles de yacimientos sometidos a proyectos comerciales de recuperación suplementaria, tales como inyección de gas, inyección de agua, mantenimiento de presión, métodos térmicos, etc. Caso 5 Los volúmenes adicionales provenientes de proyectos de recuperación suplementaria comprobados, cuando se cumplan las siguientes condiciones (Fig. 4). a. El estudio de geología e ingeniería que sustenta el proyecto está basado en un proyecto piloto exitoso en ese yacimiento, o en una respuesta favorable a un proyecto de recuperación adicional de un yacimiento análogo en las áreas cercanas, con características de rocas, de fluidos y mecanismos de empuje similares. La similitud de estas características debe estar respaldada por estudios de geología e ingeniería b. Es razonablemente cierto que el proyecto se llevará a cabo. Caso 6 En ciertas ocasiones, que serán establecidas por el Ministerio de Energía y Petróleo, se considerarán como Reservas Probadas los volúmenes producibles de pozos cuyos análisis de núcleos y/o perfiles indican que pertenecen a un yacimiento análogo a dos o más que están produciendo en el mismo horizonte, o que han demostrado su capacidad productora. 7

8 FIG. 4. EJEMPLO DEL CASO NO. 5 DE RESERVAS PROBADAS. II. SEGÚN LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN, LAS RESERVAS PROBADAS SE CLASIFICAN EN: A. RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS Las Reservas Probadas Desarrolladas están representadas por el volumen de hidrocarburos comercialmente recuperable del yacimiento por los pozos e instalaciones de producción disponibles. Dentro de esta definición se incluyen las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo menor y generalmente no requieren uso de taladro para incorporarlas a producción. También se incluyen las que se esperan obtener por la aplicación de métodos comprobados de recuperación suplementaria cuando los equipos necesarios hayan sido instalados (Fig. 5). FIG. 5. DELIMITACIÓN DEL ÁREA DE RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS Y RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS. 8

9 B. RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS Las Reservas Probadas No Desarrolladas son los volúmenes de reservas probadas de hidrocarburos que no pueden ser recuperadas comercialmente a través de los pozos e instalaciones de producción disponibles. Incluye las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo mayor para incorporarlas a producción (RA/RC) y las que necesitan de nuevos pozos e instalaciones o profundización de pozos que no hayan penetrado el yacimiento(fig. 5). Las empresas deben mantener actualizada la información sobre la proporción entre las Reservas Probadas No Desarrolladas y Las Reservas Probadas Desarrolladas y además deben realizar un esfuerzo significativo en desarrollar estas últimas. 2. RESERVAS PROBABLES Las Reservas Probables son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica, de ingeniería, contractual y económica, bajo las condiciones operacionales prevalecientes, indican (con un grado menor de certeza al de las reservas probadas) que se podrán recuperar. Estas reservas pueden ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras diferentes a las utilizadas para las reservas probadas. En Venezuela se ha establecido un sistema de Series Numeradas, para indicar los casos que califican como Reservas Probables, para identificar de acuerdo al riesgo y probabilidad de existencia: Serie 100 Los volúmenes que podrían recuperarse de yacimientos en cuyos pozos no se han efectuado pruebas de producción, pero las características de sus perfiles indican con razonable certeza la probabilidad de su existencia. Se identifican como Reservas detrás de la tubería (Fig. 6). FIG. 6. EJEMPLO DE LA SERIE 100 DE RESERVAS PROBABLES. 9

10 Serie 200 Los volúmenes que podrían recuperarse a una distancia razonable, más allá del área probada de yacimientos productores, en donde no se ha determinado el contacto agua-petróleo y en donde el límite probado se ha establecido en función del pozo estructuralmente más bajo (Fig. 7). FIG. 7. EJEMPLO DE LA SERIE 200 DE RESERVAS PROBABLES. Serie 300 Los volúmenes que pudieran contener las áreas adyacentes a yacimientos conocidos, pero separados de estos por fallas sellantes, siempre que en dichas áreas haya razonable certeza de tener condiciones geológicas favorables para la acumulación (Fig. 8). FIG. 8. EJEMPLO DE LA SERIE 300 DE RESERVAS PROBABLES. 10

11 Serie 400 Los volúmenes estimados en estudios realizados de geología y de ingeniería o en estudios en proceso, donde el juicio técnico indica, con menor certeza que en el caso de las reservas probadas, podrían recuperarse de yacimientos probados, si se aplicaran procedimientos comprobados de recuperación suplementaria. 3. RESERVAS POSIBLES Las Reservas Posibles son los volúmenes de hidrocarburos, asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica y de ingeniería indica (con un grado menor de certeza al de las reservas probables) que podrían ser recuperados bajo condiciones operacionales y contractuales prevalecientes. Estas reservas podrían ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras diferentes a las utilizadas para las reservas probadas. En Venezuela se ha establecido un sistema de Series Numeradas, para indicar los casos que califican como Reservas Posibles, para identificarlas de acuerdo al riesgo y probabilidad de existencia: Serie 600 Serie 700 Los volúmenes sustentados por pruebas de producción o de formación que no pueden ser producidos debido a las condiciones económicas en el momento de la estimación, pero que serían rentables al utilizar condiciones económicas futuras razonablemente ciertas. Los volúmenes que podrían existir en formaciones cuyos perfiles de pozos o núcleos de formación tienen características que presentan un alto grado de incertidumbre (Fig. 9). FIG. 9. EJEMPLO DE LA SERIE 700 DE RESERVAS POSIBLES. Serie 800 Los volúmenes que podrían existir en áreas donde la interpretación de la información geofísica y geológica indica la existencia de una estructura mayor que la incluida dentro de los límites de reservas probadas y 11

12 probables y la perforación de pozos adicionales fuera del área probada o probable ofrece menor certeza de resultados positivos (Fig. 10). FIG. 10. EJEMPLO DE LA SERIE 800 DE RESERVAS POSIBLES. Serie 900 Los volúmenes que podrían existir en segmentos fallados no probados, adyacentes a yacimientos probados, donde existe una duda razonable sobre si ese segmento contiene volúmenes recuperables (Fig. 11). FIG. 11. EJEMPLO DE LA SERIE 900 DE RESERVAS POSIBLES. 12

13 Serie 1000 Los volúmenes adicionales en yacimientos cuyas características geológicas y de fluidos indican posibilidad de éxito si son sometidos a métodos de recuperación suplementaria. III. CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS DE ACUERDO AL MÉTODO DE RECUPERACIÓN 1. RESERVAS PRIMARIAS Son las cantidades de Hidrocarburos que se pueden recuperar con la energía propia o natural del yacimiento. 2. RESERVAS SUPLEMENTARIAS Son las cantidades adicionales de hidrocarburos que se pudieran recuperar, como resultado de la incorporación de una energía suplementaria al yacimiento a través de métodos de recuperación suplementaria, tales como inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía que ayude a restituir la presión del yacimiento y/o a desplazar los hidrocarburos para aumentar la extracción del petróleo. 13

14 RECURSOS POR DESCUBRIR Recursos por Descubrir son las cantidades de hidrocarburos que, en una fecha determinada, se estiman podrían existir en acumulaciones y yacimientos aun no descubiertos, pero que se presume su existencia sobre la base de la información de geología de superficie, sensores remotos, gravimetría, sísmica y/u otros métodos. La evaluación de recursos exploratorios comprende la estimación probabilística de volúmenes no descubiertos de petróleo y gas, considerando las incertidumbres asociadas a un mínimo conocimiento de las variables envueltas o de los procesos geológicos que determinan la presencia o no de hidrocarburos en un área. La evaluación de recursos está vinculada al objetivo de estimar el valor de las oportunidades exploratorias, con el fin de establecer una serie de decisiones orientadas a optimizar el proceso de la búsqueda de hidrocarburos. Las oportunidades exploratorias tienen el "riesgo exploratorio" asociado, que es la probabilidad de no tener hidrocarburos o de que encontrándose éstos, no tengan el valor económico mínimo esperado. En el conjunto de técnicas a aplicar en la determinación de los riesgos geológicos se deben considerar dos tipos de incertidumbres: la proveniente del desconocimiento de los procesos geológicos que determinan la existencia de una acumulación de hidrocarburos en el subsuelo y la proveniente del desconocimiento del valor de las variables geológicas, geoquímica, petrofísicas y de ingeniería en el entorno de una oportunidad exploratoria, necesarias para la cuantificación de los recursos por oportunidad. Las incertidumbres deben cuantificarse mediante múltiples escenarios, que usualmente se estiman con simulaciones probabilísticas de Monte Carlo. Los posibles escenarios volumétricos que pueden existir en una oportunidad exploratoria, incluyendo el caso de la no existencia de hidrocarburos, se representan en forma de un histograma de rangos de volúmenes o en forma de una curva acumulada de volúmenes vs. probabilidades. El promedio de todos los casos simulados en la estimación de recursos se conoce como Expectativa. En la documentación del resultado de las evaluaciones también se menciona la probabilidad de existencia de petróleo o gas (POS-Probability of Success), el promedio de todos los casos simulados excluyendo aquellos donde no se obtiene hidrocarburo o que no tengan el valor económico mínimo esperado (MSV-Mean Success Value) y el promedio de los escenarios Bajo, Medio y Alto de los volúmenes estimados en la simulación. La expectativa está asociada tanto a los volúmenes de petróleo como del gas asociado, y en el caso de la existencia de gas libre en el yacimiento, también se documenta la expectativa del posible condensado y del gas libre. Todos los volúmenes se refieren a condiciones de presión y temperatura estándar. El compendio de estas expectativas es de naturaleza confidencial y deberá someterse a la consideración del Ministerio de separado de las Reservas, cada vez que éste o la empresa lo considere necesario. 14

15 MÉTODOS PARA EL CÁLCULO DE RESERVAS Para calcular reservas se utilizan distintas metodologías, o sus combinaciones, de acuerdo a la información disponible y el estado de desarrollo de los yacimientos. El cálculo de las reservas de hidrocarburos es un proceso complejo que se efectúa aplicando a la información geológica y de ingeniería a los métodos determinísticos y el uso de sus diferentes formas de cálculo depende de la cantidad y calidad de la información disponible y al grado de desarrollo de los yacimientos. MÉTODOS DETERMINÍSTICOS Utiliza valores puntuales que representan el mejor estimado de cada parámetro geológico, de ingeniería y económico en la estimación de las reservas para cada caso específico. A. MÉTODO VOLUMÉTRICO Se utiliza para calcular el Hidrocarburo Original En Sitio (POES, GOES y COES) con base en el modelo geológico que geométricamente describe el yacimiento y a las propiedades de la roca y de los fluidos. El Método Volumétrico es el adoptado por el Ministerio de como Método Oficial para el cálculo de las reservas. Estos cálculos pueden estar apoyados por cualquier otro método. 1. PETRÓLEO Y GAS ASOCIADO Cálculo del Petróleo Original En Sitio (POES): El Petróleo Original En Sitio se calcula usando la siguiente ecuación: POES = x A x e x x Soi x 1/Boi Una vez obtenido el POES, al aplicarle el Factor de Recobro, se obtienen las Reservas de Petróleo Recuperables Originales. Cálculo del Gas en Solución Original En Sitio (GOES): El Gas en Solución Original En Sitio se obtiene en función de la Relación Gas Petróleo Origina (Rsi): GOES = POES x Rsi Cálculo del Gas Original en Sitio de la Capa de Gas (GOES): El Gas Original En Sitio de la Capa de Gas se obtiene mediante la siguiente relación: GOES = x V x x Sgi x 1/Bgi 2. GAS NO ASOCIADO El Gas No Asociado Originalmente En Sitio se obtiene mediante la relación GOES = x V x x Sgi x 1/Bgi 15

16 Para el cálculo del Gas No Asociado debe hacerse hincapié en la determinación de las características intrínsecas de dicho gas (composición, gravedad específica, etc). 3. CONDENSADO Cálculo del Gas Condensado Original En Sitio (GCOES): La cantidad de Gas Condensado Original En Sitio (a condiciones estándar) se calcula mediante la siguiente relación: GCOES = x A x e x X Sgci x 1/Bgci Cálculo del Gas Seco Original en Sitio (GSOES): El Gas Seco Original en Sitio, proveniente del Gas Condensado, se calcula mediante la siguiente ecuación: GSOES = GCOES x Fg Cálculo de los líquidos del Gas Condensado Original En Sitio (COES): COES = GCOES x (1 Fg) x 1/Rgci Abreviatura Parámetros Unidades V Volumen acre-pie A Área acre e Espesor pie Porosidad fracción Swi Saturación de agua inicial fracción Soi Saturación de petróleo inicial fracción Sgi Saturación del gas inicial fracción Sgci Saturación del gas condensado inicial fracción Boi Factor volumétrico del petróleo inicial BY/BN Bgi Factor volumétrico del gas inicial PCY/PCN Rsi Relación Gas/Petróleo inicial PCN/BN Rgci Relación Gas/Condensado inicial PCN/BN 1/Boi Factor de merma del petróleo (FM) BN/BY 1/Bgi Factor de merma del gas PCN/PCY Fg Fracción del gas seco en el gas condensado fracción BN Barril normal a 14,7 lpc y 60 F barril BY Barril a condiciones de yacimiento barril PCN Pie cúbico normal a 14,7 lpc y 60 F pie cúbico 16

17 PCY Pie cúbico a condiciones de yacimiento pie cúbico POES Petróleo Original En Sitio BN GOES Gas Original En Sitio PCN COES Condensado Original En Sitio BN B. CÁLCULO POR CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN Se utilizan con frecuencia para estimar las reservas remanentes mediante la extrapolación del comportamiento de producción y ayudan en el diagnóstico del mecanismo de empuje en los yacimientos cuando se dispone de suficiente historia de producción-presión. Los principales tipos de curvas de declinación se refieren a las variables Producción Diaria vs. Tiempo y Producción Diaria vs. Producción Acumulada. C. CÁLCULO POR BALANCE DE MATERIALES Se utiliza para calcular el Petróleo Original En Sitio y cotejar con el resultado obtenido por el Método Volumétrico. El éxito de la aplicación de este método requiere de la historia de presiones, datos de producción y análisis PVT de los fluidos del yacimiento, que permiten así mismo predecir el petróleo recuperable. D. CÁLCULO POR SIMULACIÓN NUMÉRICA Consiste en la utilización de modelos matemáticos que simulan los procesos que tienen lugar en el medio poroso durante la producción del yacimiento. Se basa en la disgregación del yacimiento en un número de bloques, lo cual permite considerar sus heterogeneidades y predecir su comportamiento. La validez de este método requiere de una buena definición geológica del yacimiento y de las características de sus fluidos. 17

18 NORMAS PARA EL SOMETIMIENTO DE CAMBIOS DE RESERVAS En esta sección se describen las normas y procedimientos para la elaboración de la presentación de la información escrita, los mapas, las figuras y la simbología oficial que debe usarse. Se presenta el Esquema que debe seguirse para presentar la información mínima requerida que debe contener la solicitud. La empresa debe consignar ante la Oficina de Correspondencia del Ministerio de Energía y Petróleo una (1) copia del Documento de Solicitud, acompañado de una (1) copia del correspondiente informe técnico. Una vez que el proceso de certificación del Cambio de Reservas haya culminado y en el caso de ser aprobada la solicitud, la empresa debe entregar dos (2) copias del Documento de Solicitud y de la versión del informe técnico resultante de las observaciones generadas por parte de la Dirección General de Exploración y Reserva de Hidrocarburos, durante el proceso de certificación. La actividad generadora del Cambio de Reserva puede ser: DESCUBRIMIENTO, EXTENSIÓN O REVISIÓN. El sometimiento de Cambios de Reservas debe presentar información gráfica que soporte lo que está descrito en el texto de la misma. El contenido gráfico se clasifica en figuras y mapas que deben presentarse siguiendo las normas establecidas por el Ministerio de Energía y Petróleo, las cuales se describen en este Manual. El Informe Técnico, los gráficos y cualquier anexo que lo acompañe debe presentarse en idioma español. Todas las figuras y mapas que se presenten en la solicitud deben ser nítidos y perfectamente legibles. 1. DOCUMENTO DE SOLICITUD Preparada por el representante legal de la empresa. Deberá contener: a. Tipo de Reservas: primarias o suplementarias. b. Nombre del yacimiento. c. Campo, Jurisdicción y Estado. d. Actividad que genera el cambio: descubrimiento, extensión o revisión. e. Resumen por campo de los cambios en las reservas de petróleo y gas natural expresados en miles de barriles y millones de pies cúbicos, respectivamente. 2. CONTRIBUCIONES DE RESERVAS PROBADAS Consiste en una Tabla de los cambios sometidos en la Solicitud, y debe contener (Tabla No. 2): a. Nombre de los Campos (organizados por orden alfabético) b. Nombre del Yacimiento (organizados por orden alfabético dentro de cada Campo) c. Tipo de Hidrocarburo, siguiendo la nomenclatura identificada en la Tabla No. 3. d. Volumen de la contribución de Petróleo en MBN (Miles de Barriles Normales) y volumen de la contribución de Gas en MMPCN (Millones de Pies Cúbicos Normales). e. Volumen Resultante de Petróleo en MBN (Miles de Barriles Normales) y de Gas en MMPCN (Millones de Pies Cúbicos Normales). 18

19 f. Observaciones. Debe indicarse la actividad generadora del cambio: Descubrimiento. Extensión. Revisión, donde debe especificarse si la razón del cambio obedece a: - Cambio en los parámetros de un yacimiento. - Creación de un yacimiento por fusión. - Creación de un yacimiento por división. - Eliminación de un yacimiento. TABLA NO. 2. ESQUEMA PARA LA TABLA DE CONTRIBUCIONES DE RESERVAS PROBADAS. LOGO DE LA EMPRESA CAMPO YACIMIENTO CONTRIBUCIONES DE RESERVAS PROBADAS TIPO DE HIDRO- CARBURO Carta No. Área CONTRIBUCIONES PETRÓLEO (MBN) GAS (MMPCN) VOLUMEN RESULTANTE PETRÓLEO (MBN) GAS (MMPCN) OBSERVA- CIONES TABLA NO. 3. NOMENCLATURA PARA IDENTIFICAR EL TIPO DE HIDROCARBURO EN LA TABLA DE CONTRIBUCIONES DE RESERVAS PROBADAS. TIPO DE CRUDO GRAVEDAD API NOMENCLATURA Gas - G Condensado Mayor de 42 (*) C Petróleo Liviano Más de 30 L Petróleo Mediano De 22 a 29,9 M Petróleo Pesado De 10 a 21,9 P Petróleo Extrapesado Menor a 10 XP (*) Gravedad API utilizada sólo para fines fiscales 3. HOJA DE DATOS BÁSICOS 19

20 Es el formato oficial para presentar los datos básicos del yacimiento al Ministerio de, especialmente diseñada para calcular las reservas por el método volumétrico (Anexo No. 1): Existen cuatro formatos, que son: DB-1De Condensado y Gas Natural Asociado. DB-2De Petróleo y Gas Natural Asociado (en solución y en capa de gas). DB-3De Gas Natural no Asociado. DB-4De Petróleo Crudo por Recuperación Suplementaria. 4. HISTORIA DE CAMBIOS DE RESERVAS Para registrar la evolución del yacimiento en el informe técnico debe incluirse una breve relación histórica por sometimientos anteriores, donde se indique la siguiente información: a. Actividad Generadora del Cambio (descubrimiento, extensión o revisión). b. Volumen de Reservas Incorporadas. c. Volumen Resultante de Reservas Totales. d. Razón del cambio (descubrimiento, extensión o revisión). e. Factores de Recobro. 5. COMENTARIOS TÉCNICOS Se debe presentar las razones y justificaciones que soportan el cambio. El informe debe contener resúmenes y comentarios geológicos y de comportamiento de yacimientos, todos soportados por estudios recientes y basados en datos locales. I. SOMETIMIENTO DE CAMBIOS DE RESERVAS POR DESCUBRIMIENTO Las Reservas generadas por DESCUBRIMIENTOS están básicamente relacionadas con los programas de perforación exploratoria. a. Determinación del Área Probada. El área probada estará determinada por los límites naturales del yacimiento (fallas, acuñamientos de arena, contactos de fluidos, entre otros) según la interpretación geológica, geofísica y de ingeniería disponible para el momento y deberá identificarse en el mapa con la Simbología Oficial (Anexo No. 2). Cuando no se conoce el contacto de fluidos se usarán límites arbitrarios, los cuales deberán ser paralelos a los contornos estructurales. b. Determinación del Espesor El espesor promedio de Arena Neta Hidrocarburífera deberá respetar: - El espesor interpretado en el registro del pozo descubridor - El modelo sedimentológico/estratigráfico planteado en el Informe Técnico. c. Determinación de los Parámetros Básicos 20

21 Los parámetros básicos serán determinados por los métodos técnicos correspondientes. En el caso de tener que usar correlaciones o analogías con otras áreas, deben identificarse y explicarse en el texto del informe técnico. Estos valores deben reportarse en la Tabla de Datos Básicos correspondiente en la columna DESCUBRIMIENTO y en la columna YACIMIENTO A OFICIALIZAR. d. Determinación del Factor de Recobro El Factor de Recobro debe ajustarse a las características del comportamiento del yacimiento y/o por analogías con yacimientos de áreas cercanas. e. Registro del pozo Debe anexarse una copia del Registro de Completación del pozo descubridor. f. Oficio de Completación Debe anexarse una copia del Oficio de Completación Oficial del pozo. II. SOMETIMIENTO DE CAMBIOS DE RESERVAS POR EXTENSIÓN Son los cambios generados básicamente por la perforación de pozos de avanzada. a. Determinación del Área Probada Se tomará como área probada la ya existente en el modelo geológico, con las modificaciones que resulten de la nueva información suministrada por el pozo que origina la EXTENSIÓN. b. Determinación del Espesor El nuevo espesor promedio de la Arena Neta Hidrocarburífera se estimará tomando en cuenta el valor aportado por el pozo que origina la extensión. c. Determinación de los Parámetros Básicos Los parámetros básicos se actualizarán con la nueva información obtenida del pozo, y su variación debe reportarse en la Tabla de Datos Básicos correspondiente, en la columna identificada como EXTENSIÓN, manteniendo la información anterior en la columna de DESCUBRIMIENTO y colocando la información nueva en la columna YACIMIENTO A OFICIALIZAR. d. Determinación del Factor de Recobro El factor de recobro resultará de la actualización al tomar en cuenta la nueva información generada por el pozo que origina la extensión. e. Registro del Pozo Debe anexarse una copia del Registro de Completación del pozo que genera la extensión. III. SOMETIMIENTO DE CAMBIOS DE RESERVAS POR REVISIÓN 21